EP0284853B1 - Kombiniertes Gas- und Dampfturbinenkraftwerk - Google Patents

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EP0284853B1
EP0284853B1 EP88103807A EP88103807A EP0284853B1 EP 0284853 B1 EP0284853 B1 EP 0284853B1 EP 88103807 A EP88103807 A EP 88103807A EP 88103807 A EP88103807 A EP 88103807A EP 0284853 B1 EP0284853 B1 EP 0284853B1
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turbine power
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Siemens AG
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    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
    • F02C—GAS-TURBINE PLANTS; AIR INTAKES FOR JET-PROPULSION PLANTS; CONTROLLING FUEL SUPPLY IN AIR-BREATHING JET-PROPULSION PLANTS
    • F02C3/00—Gas-turbine plants characterised by the use of combustion products as the working fluid
    • F02C3/20—Gas-turbine plants characterised by the use of combustion products as the working fluid using a special fuel, oxidant, or dilution fluid to generate the combustion products
    • F02C3/26—Gas-turbine plants characterised by the use of combustion products as the working fluid using a special fuel, oxidant, or dilution fluid to generate the combustion products the fuel or oxidant being solid or pulverulent, e.g. in slurry or suspension
    • F02C3/28—Gas-turbine plants characterised by the use of combustion products as the working fluid using a special fuel, oxidant, or dilution fluid to generate the combustion products the fuel or oxidant being solid or pulverulent, e.g. in slurry or suspension using a separate gas producer for gasifying the fuel before combustion
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E20/00—Combustion technologies with mitigation potential
    • Y02E20/16—Combined cycle power plant [CCPP], or combined cycle gas turbine [CCGT]
    • Y02E20/18—Integrated gasification combined cycle [IGCC], e.g. combined with carbon capture and storage [CCS]

Definitions

  • the invention relates to a gas and steam turbine power plant with an upstream coal gasifier and a gas cooling and gas cleaning system downstream of the coal gasifier.
  • Combined gas and steam turbine power plants with upstream coal gasifiers are known.
  • the coal in the coal gasifier is reacted with an oxygen / water vapor or air / water vapor mixture as the gasifying agent.
  • the raw gas generated is cooled, if necessary after prior quenching, in heat exchangers with simultaneous steam generation and the cooled raw gas is subjected to gas cleaning. Ash and dust particles as well as sulfur compounds are removed from the raw gas during gas cleaning.
  • the cleaned gas also called clean gas, is usually reheated and fed to a gas turbine.
  • fixed-bed coal gasifiers are characterized in that, due to the process, a very large proportion of the coal energy used is contained in the generated gas in the form of chemically bound energy and only a relatively small proportion of the energy is converted into sensible heat. Because of the lower gasification temperature compared to other gasification systems, tars, oils and naphtha occur, which condense in the gas cooling and gas cleaning system.
  • the flammable condensates can be used for underfiring process steam generators.
  • the invention is therefore based on the object of increasing the overall efficiency in converting the coal into electrical energy in a combined gas and steam turbine power plant with an upstream coal gasifier.
  • the invention provides that the tar fractions obtained during gas cooling and gas purification are returned to the coal gasifier for the purpose of cracking, gasification or partial combustion, and the naphtha and oil fractions obtained are injected into the combustion chamber of the gas turbine as additional gas turbine fuel.
  • the naphtha and oil components with their full calorific value are used to generate electrical energy without being burdened with further losses in the field of gas generation.
  • the overall efficiency of the combined gas and steam turbine power plant with an upstream coal gasifier can be improved significantly compared to the known systems without any significant increase in technical outlay.
  • the continuously occurring naphtha and oil components could be continuously added to the cleaned and reheated fuel gas.
  • the consequence of this is that the calorific value of the fuel gas is increased and the chemically bound energy supplied to the gas turbine is thereby increased.
  • the condensed out naphtha and oil components can be introduced into a store and, if necessary, can be supplied to the combustion chamber of the gas turbine. This ensures that the naphtha and oil components can be retained at partial load and can be used at full load, overload or in the event of a sudden load increase. Thus, load fluctuations can be reacted more flexibly than would otherwise be possible by reversing the coal gasifier and the air separation system upstream of it.
  • the naphtha and oil fractions to be removed from the store can be used instead of the auxiliary fuels otherwise required for this when starting.
  • the schematic representation of the gas and steam turbine power plant 1 in the gas turbine power plant 2 shows the gas turbine 3 with coupled air compressor 4 and generator 5 and the combustion chamber 7 connected upstream of the gas turbine and connected to the fresh air line 6 of the air compressor 4.
  • the schematic representation of the steam turbine power plant 8 shows this the waste gas steam generator 9 connected to the exhaust gas line 9 of the gas turbine 2 10, a chimney 11 connected downstream on the exhaust gas side, the steam turbine 12 with the coupled generator 13 and the condenser 14.
  • FIG. can also be seen a coal gasifier 15, in the present case a fixed bed gasifier, and a gas cooling and gas cleaning system 16 connected downstream of the coal gasifier.
  • the gas cooling and gas cleaning system 16 is connected with its clean gas line 17 to the combustion chamber 7 of the gas turbine power plant 2.
  • the gas cooling and gas cleaning system 16 is assigned a wastewater treatment system 18 and an oil and naphthas storage 19.
  • the coal gasifier When the combined gas and steam turbine power plant 1 is operated with the upstream coal gasifier 15, the coal gasifier is supplied with 20-piece, possibly also agglomerated coal via the fuel line and oxygen 21 as a gasifying agent from an air separation plant (not shown here) and water vapor 27.
  • the raw gas produced during the gasification is fed to the gas cooling and gas cleaning system 16.
  • the slag resulting from the gasification is drawn off separately via the discharge line 22.
  • the gas cooling and gas cleaning system 16 connected downstream of the coal gasifier on the raw gas side the gas is freed of dust, ash, sulfur, tar and oil and naphtha components and fed as clean gas via the clean gas line 17 to the combustion chamber 7 of the combined gas and steam turbine power plant. There it is burned in the combustion chamber 7 with the compressed fresh air from the air compressor 4.
  • the hot exhaust gas from the gas turbine is used in a known manner in the waste heat boiler 10 to generate steam for the steam turbine 12 of the steam turbine power plant 8.
  • the tar fractions obtained during gas cooling and gas purification are fed back into the gasifier 15 via the return line 23. There they will cracked, gasified and partially burned, the conversion products being found in the raw gas flowing out of the coal gasifier.
  • the oil and naphtha components condensed out in the gas cooling are fed to an oil and naphtha reservoir 19 via a separate line 24.
  • the fuel that accumulates in the oil and naphthas storage can then be supplied to the gas turbine 3 as an additional fuel for starting the gas turbine 3 or under full load operation. Even in the event of sudden load increases, the power of the gas and steam turbine power plant can be increased relatively quickly. This saves auxiliary fuels such as natural gas and oil, which may be required to start up the gas and steam turbine power plant.
  • the oil and naphtha components can be supplied to the combustion chamber of the gas turbine via the auxiliary line 25 as a liquid fuel.
  • oil and naphtha are injected directly into the combustion chamber 7.
  • a particular advantage of this arrangement is that the combustion chamber 7 of the gas turbine 3 can in this way be supplied with a higher proportion of chemically bound fuel energy, based on the use of coal energy, than in all other known methods.
  • the reduction in energy losses achieved in this way and the thermodynamically advantageous increase in the gas turbine power component ultimately result in a significant improvement in the overall efficiency. This is especially true when using fixed bed coal gasifiers.

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Description

  • Die Erfindung bezieht sich auf ein Gas- und Dampfturbinenkraftwerk mit einem vorgeschalteten Kohlevergaser und einer dem Kohlevergaser nachgeschalteten Gaskühl- und Gasreinigungsanlage.
  • Kombinierte Gas- und Dampfturbinenkraftwerke mit vorgeschalteten Kohlevergasern sind bekannt. Bei solchen kombinierten Gas- und Dampfturbinenkraftwerken wird die Kohle im Kohlevergaser mit einem Sauerstoff-/Wasserdampf- oder Luft-/Wasserdampfgemisch als Vergasungsmittel umgesetzt. Das erzeugte Rohgas wird, gegebenenfalls nach vorherigem Quensch, in Wärmetauschern bei gleichzeitiger Dampferzeugung abgekühlt und das gekühlte Rohgas einer Gasreinigung unterzogen. Bei der Gasreinigung werden Asche- und Staubpartikel sowie Schwefelverbindungen aus dem Rohgas entfernt. Das gereinigte Gas, auch Reingas genannt, wird meist wieder aufgeheizt und einer Gasturbine zugeleitet.
  • Unter den bekannten Vergasungssystemen zeichnen sich Festbett-Kohlevergaser dadurch aus, daß verfahrensbedingt ein sehr großer Anteil der eingesetzten Kohleenergie in Form von chemisch gebundener Energie im erzeugten Brenngas enthalten ist und nur ein verhältnismäßig kleiner Anteil der Energie in fühlbare Wärme umgesetzt wird. Wegen der gegenüber anderen Vergasungssystemen niedrigeren Vergasungstemperatur fallen Teere, Öle und Naphtha an, die in der Gaskühl- und Gasreinigungsanlage kondensieren.
  • Es ist bekannt, diese anfallenden Öl- und Naphthaanteile als Produkte zu verkaufen oder sie einer separaten Nutzung zuzuführen. So können die brennbaren Kondensate beispielsweise zur Unterfeuerung von Prozeßdampferzeugern genutzt werden.
  • Es ist aber durch die US-A-4,150,953 bei einem kombinierten Gas- und Dampfturbinenkraftwerk mit vorgeschaltetem Kohlevergaser auch bekannt, die beim Gasquench anfallenden Teer-, Öl-und Naphthaanteile abzutrennen, die Teeranteile in den Eingang des Kohlevergasers zurückzuführen und die Naphtha- und Ölanteile fortlaufend der dem Kohlevergaser zugeführten Luft beizumischen. Das heißt, es werden, wenn auch auf getrennten Wegen, sowohl die Teerfraktion als auch die Naphtha- und Ölanteile in den Vergaser zurückgeführt. Das erneute Umsetzen der Öl- und Naphthaanteile im Kohlevergaser vergrößert zwar die Gasausbeute des Kohlevergasers, verringert aber zugleich auch den Gesamtwirkungsgrad.
  • Durch die US-A-4,092,825, bei der es sich nicht um ein kombiniertes Gas- und Dampfturbinenkraftwerk, sondern um ein Dampfkraftwerk für Grundlast und ein separates Gasturbinenkraftwerk für Spitzenlast handelt, wird das Kohlegas des Kohlevergasers einer Fischer-Tropsch-Synthese und Hydrierung unterzogen, in der gezielt Flüssiggasprodukte erzeugt werden. Das so erzeugte flüssige Kohlenwasserstoffgemisch wird gespeichert, um bei Bedarf damit im Gasturbinenkraftwerk Spitzenlaststrom zu erzeugen. Eine Wirkungsgradoptimierung ist dieser Offenbarung nicht zu entnehmen.
  • Alle diese bekannten Verfahren führen jedoch bei einem kombinierten Gas- und Dampfturbinenkraftwerk dazu, daß die chemische Energie der Naphtha- und Ölanteile in der Gasturbine nicht oder nur zum Teil genutzt werden können. Bezogen auf die eingesetzte Kohlenenergie stellen alle diese Verfahren energetische und exergetische Verlustquellen dar, die den erzielbaren Gesamtwirkungsgrad begrenzen.
  • Durch die US-A-4,101,294 ist es bei einem Gasturbinenkraftwerk mit vorgeschaltetem Kohlevergaser bekannt, die ausgeschiedenen Flüssigprodukte wieder aufzuheizen und sie dem gereinigten, aufgeheizten Brenngas vor Einleitung in die Brennkammer der Gasturbine wieder über einen speziellen Wiederaufheiz-Sättiger zuzuführen. Durch diese Maßnahmen würde der Gesamtwirkungsgrad trotz erneuter Aufheizungen der Naphtha- und Ölanteile positiv beeinflußt, der technische Aufwand jedoch deutlich erhöht werden. In Wirklichkeit funktioniert diese Schaltung jedoch nicht, weil sich in dem bei 12a ausgeschiedenen Kondensat auch Teer befindet, das sich mit der Zeit im Wiederaufheiz-Sättiger-Kreislauf anreichern würde und in kurzer Zeit zu einer Verstopfung der Poren B in Figur 3 führen würde.
  • Der Erfindung liegt daher die Aufgabe zugrunde, bei einem kombinierten Gas- und Dampfturbinenkraftwerk mit einem vorgeschalteten Kohlevergaser den Gesamtwirkungsgrad bei der Umsetzung der Kohle in elektrische Energie zu erhöhen.
  • Diese Aufgabe wird durch die Merkmale des Anspruchs 1 gelöst. Weitere vorteilhafte Ausgestaltungen sind den Ansprüchen 2 bis 8 zu entnehmen.
  • Hierzu sieht die Erfindung vor, daß die bei der Gaskühlung und Gasreinigung anfallenden Teeranteile in den Kohlevergaser zum Zwecke der Crackung, Vergasung bzw. teilweisen Verbrennung zurückgeführt und die anfallenden Naphtha- und Ölanteile als zusätzlicher Gasturbinenbrennstoff in die Brennkammer der Gasturbine eingedüst werden. Durch diese Maßnahme werden die anfallenden Naphtha- und Ölanteile mit ihrem vollen Heizwert zur Erzeugung elektrischer Energie herangezogen ohne mit weiteren Verlusten im Bereich der Gaserzeugung belastet zu werden. Mit diesem Verfahren läßt sich der Gesamtwirkungsgrad des kombinierten Gas- und Dampfturbinenkraftwerks mit vorgeschaltetem Kohlevergaser ohne nennenswerte Erhöhung des technischen Aufwandes deutlich gegenüber den bekannten Systemen verbessern.
  • In zweckmäßiger Ausgestaltung der Erfindung könnten die laufend anfallenden Naphtha- und Ölanteile kontinuierlich dem gereinigten und wiederaufgeheizten Brenngas beigemischt werden. Dies hat zur Folge, daß der Heizwert des Brenngases angehoben und dadurch die der Gasturbine zugeführte chemisch gebundene Energie erhöht wird.
  • In besonders vorteilhafter Weiterbildung der Erfindung können die auskondensierten Naphtha- und Ölanteile in einen Speicher eingeleitet und bedarfsweise der Brennkammer der Gasturbine zugeleitet werden. Hiermit wird erreicht, daß die Naphtha- und Ölanteile bei Teillast zurückgehalten werden können und bei Vollast, bei Überlast oder bei plötzlichem Lastanstieg zum Einsatz kommen können. Somit kann auf Lastschwankungen flexibler reagiert werden, als dies sonst durch Umsteuerung des Kohlevergasers und der diesem vorgeschalteten Luftzerlegungsanlage möglich wäre. Außerdem wird hiermit erreicht, daß die dem Speicher zu entnehmenden Naphtha- und Ölfraktionen beim Anfahren anstelle der sonst hierfür benötigten Hilfsbrennstoffe verwendet werden können.
  • Weitere Einzelheiten der Erfindung werden anhand eines in der FIG dargestellten Ausführungsbeispiels erläutert. Es zeigt:
    • die FIG
    eine schematische Darstellung eines erfindungsgemäßen kombinierten Gas- und Dampfturbinenkraftwerks mit einem vorgeschalteten Festbett-Kohlevergaser
  • Die schematische Darstellung des Gas- und Dampfturbinenkraftwerks 1 zeigt im Gasturbinenkraftwerk 2 die Gasturbine 3 mit angekoppeltem Luftverdichter 4 und Generator 5 und die der Gasturbine vorgeschaltete, an die Frischluftleitung 6 des Luftverdichters 4 angeschlossene, Brennkammer 7. Die schematische Darstellung des Dampfturbinenkraftwerks 8 zeigt den an der Abgasleitung 9 der Gasturbine 2 angeschlossenen Abhitzedampferzeuger 10, einen abgasseitig nachgeschalteten Kamin 11, die Dampfturbine 12 mit dem angekoppelten Generator 13 und den Kondensator 14.
  • In der FIG erkennt man außerdem einen Kohlevergaser 15, im vorliegenden Fall einen Festbettvergaser, und eine dem Kohlevergaser nachgeschaltete Gaskühl- und Gasreinigungsanlage 16. Die Gaskühl- und Gasreinigungsanlage 16 ist mit ihrer Reingasleitung 17 an der Brennkammer 7 des Gasturbinenkraftwerks 2 angeschlossen. Außerdem sind der Gaskühl- und Gasreinigungsanlage 16 eine Abwasserbehandlungsanlage 18 und ein Öl- und Naphthaspeicher 19 zugeordnet.
  • Beim Betrieb des kombinierten Gas- und Dampfturbinenkraftwerks 1 mit dem vorgeschalteten Kohlevergaser 15 werden dem Kohlevergaser über die Brennstoffleitung 20 stückige, gegebenenfalls auch agglomerierte Kohle und als Vergasungsmittel Sauerstoff 21 aus einer hier nicht dargestellten Luftzerlegungsanlage und Wasserdampf 27 zugeführt. Das bei der Vergasung anfallende Rohgas wird der Gaskühl- und Gasreinigungsanlage 16 zugeführt. Die bei der Vergasung anfallende Schlacke wird über die Abzugsleitung 22 separat abgezogen. In der rohgasseitig dem Kohlevergaser nachgeschalteten Gaskühl- und Gasreinigungsanlage 16 wird das Gas von Staub, Asche, Schwefel, Teer und Öl- und Naphthaanteilen befreit und als Reingas über die Reingasleitung 17 der Brennkammer 7 des kombinierten Gas- und Dampfturbinenkraftwerks zugeführt. Es wird dort in der Brennkammer 7 mit der verdichteten Frischluft aus dem Luftverdichter 4 verbrannt. Das heiße Abgas der Gasturbine wird in bekannter Weise im Abhitzekessel 10 zur Dampferzeugung für die Dampfturbine 12 des Dampfturbinenkraftwerks 8 herangezogen.
  • Die bei der Gaskühlung und Gasreingiung anfallenden Teeranteile werden bei der erfindungsgemäßen Anordnung über die Rückführleitung 23 in den Vergaser 15 zurückgeleitet. Dort werden sie gecrackt, vergast und teilweise verbrannt, wobei die Umwandlungsprodukte in dem dem Kohlevergaser entströmenden Rohgas wieder zu finden sind. Die bei der Gaskühlung auskondensierten Öl- und Naphthaanteile werden im Ausführungsbeispiel über eine separate Leitung 24 einem Öl- und Naphthaspeicher 19 zugeführt. Der sich im Öl- und Naphthaspeicher ansammelnde Brennstoff kann dann zum Anfahren der Gasturbine 3 oder aber bei Vollastbetrieb als Zusatzbrennstoff der Brennkammer 7 der Gasturbine zugeführt werden. Auch bei plötzlichen Laststeigerungen kann durch ihn die Leistung des Gas- und Dampfturbinenkraftwerks relativ schnell angehoben werden. Hierdurch werden Hilfsbrennstoffe wie Erdgas und Öl, die gegebenenfalls zum Anfahren des Gas- und Dampfturbinenkraftwerks benötigt werden, eingespart.
  • Die Zuführung der Öl- und Naphthaanteile zur Brennkammer der Gasturbine kann über die Hilfsleitung 25 als Flüssigbrennstoff erfolgen. In diesem Fall werden Öl- und Naphtha direkt in die Brennkammer 7 eingedüst. Es ist jedoch auch möglich, diese Öl- und Naphthaanteile über einen separaten, hier gestrichelt dargestellten Wärmetauscher 26 aufzuheizen und sie als Gas dem der Brennkammer 7 der Gasturbine 3 zuströmenden Reingas beizumischen.
  • Ein besonderer Vorteil dieser Anordnung besteht darin, daß der Brennkammer 7 der Gasturbine 3 auf diese Weise ein höherer Anteil an chemisch gebundener Brennstoffenergie, bezogen auf den Kohleenergieeinsatz, zugeleitet werden kann als bei allen anderen bekannten Verfahren. Durch die so erreichte Reduzierung der Energieverluste und die thermodynamisch vorteilhafte Erhöhung des Gasturbinenleistungsanteils wird letztlich eine deutliche Verbesserung des Gesamtwirkungsgrades erreicht. Dies gilt ganz besonders beim Einsatz von Festbett-Kohlevergasern.

Claims (8)

  1. Kombiniertes Gas- und Dampfturbinenkraftwerk mit einem vorgeschalteten Kohlevergaser und einer dem Kohlevergaser nachgeschalteten Gaskühl- und Gasreinigungsanlage, wobei die bei der Gaskühlung und Gasreinigung (16) anfallenden Teeranteile in den Kohlevergaser (15) zu Zwecken der Crackung, Vergasung und teilweisen Verbrennung zurückgeführt werden, dadurch gekennzeichnet, daß die bei der Gasreinigung anfallenden Naphtha- und Ölanteile als zusätzlicher Gasturbinenbrennstoff in die Brennkammer (7) der Gasturbine eingedüst werden.
  2. Kombiniertes Gas- und Dampfturbinenkraftwerk nach Anspruch 1,
    dadurch gekennzeichnet,
    daß die laufend anfallenden Naphtha- und Ölanteile kontinuierlich dem gereinigten und wieder aufgeheizten Brenngas beigemischt werden.
  3. Kombiniertes Gas- und Dampfturbinenkraftwerk nach Anspruch 1,
    dadurch gekennzeichnet,
    daß die auskondensierten Naphtha- und Ölanteile in einen Speicher (19) eingeleitet und bedarfsweise der Brennkammer (7) der Gasturbine (3) zugeleitet werden.
  4. Kombiniertes Gas- und Dampfturbinenkraftwerk nach Anspruch 3,
    dadurch gekennzeichnet,
    daß die Naphtha- und Ölanteile als Flüssigbrennstoff unmittelbar in die Brennkammer (7) der Gasturbine (3) eingedüst werden.
  5. Kombiniertes Gas- und Dampfturbinenkraftwerk nach Anspruch 3,
    dadurch gekennzeichnet,
    daß die Naphtha- und Ölanteile nach vorheriger Verdampfung dem Brenngas der Gasturbine (3) beigemischt werden.
  6. Kombiniertes Gas- und Dampfturbinenkraftwerk nach Anspruch 2,
    dadurch gekennzeichnet,
    daß die anfallenden Naphtha- und Ölanteile vor der Beimischung zum gereinigten Brenngas auf annähernde Brenngastemperatur aufgeheizt werden.
  7. Kombiniertes Gas- und Dampfturbinenkraftwerk nach Anspruch 1,
    dadurch gekennzeichnet,
    daß die laufend anfallenden Naphtha- und Ölanteile kontinuierlich als Flüssigbrennstoff unmittelbar in die Brennkammer (7) der Gasturbine (3) eingedüst werden.
  8. Kombiniertes Gas- und Dampfturbinenkraftwerk nach Anspruch 1,
    gekennzeichnet durch die Verwendung eines Festbettkohlevergasers (15).
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AU1335388A (en) 1988-09-22
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